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2018 fue un año notable para el almacenamiento de energía estacionario. Los gobiernos y los legisladores de todo el mundo están comenzando a despertar al valor que las baterías pueden ofrecer a la red, tanto en términos de flexibilidad como de descarbonización. Se implementaron más de 6 GWh, y los líderes del mercado como Tesla esperan duplicar sus instalaciones en 2019.

El progreso se debe en gran parte a la caída de los costes de las baterías de ión de litio, impulsada por las economías de escala de la industria del vehículo eléctrico: los vehículos eléctricos enchufables en la carretera superaban los cinco millones a principios de 2019 a nivel mundial. De hecho, al caer los costes, los proyectos con sistemas de baterías de mayor duración se han vuelto viables (muchos de los nuevos proyectos a nivel de red ahora son de cuatro horas). Esto ha creado oportunidades para los desarrolladores de almacenamiento: en algunos escenarios, incluso ha permitido el desplazamiento de plantas peaker de gas, para redes que buscan descarbonizarse completamente. Como se detalla en el nuevo informe de IDTechEx, “Batteries for Stationary Energy Storage 2019–2029”, se están llevando a cabo proyectos enormes.

Por ejemplo, el famoso desafío “100 MW (120 MWh) en 100 días” de Elon Musk al gobierno de Australia del Sur, el anterior récord mundial ahora en funcionamiento, es una fracción del sistema planificado de 730 MWh que Tesla instalará en Moss Landing, California, para ayudar a reemplazar tres plantas de gas antiguas.

EE.UU. ha liderado la industria durante varios años; un mandato importante de California junto con incentivos financieros de gran presupuesto han apoyado el despliegue en el país, así como las baterías adquiridas para respuesta de frecuencia en el territorio de PJM desde 2012 a 2017 (ahora saturadas). En 2018, las decisiones históricas como la Orden FERC 841, los ambiciosos objetivos de descarbonización y las energías renovables en multitud de estados, así como el creciente impulso de los mandatos de almacenamiento de energía en todo el estado allanarán el camino para el futuro del almacenamiento de energía en el país.

El panorama global también está cambiando: tanto China como Corea del Sur lideraron el mercado con 1 GWh en instalaciones anuales en 2018, India también está encargando algunos de sus primeros proyectos a gran escala. Con tan rápido progreso, surgieron problemas: para satisfacer la repentina demanda en Corea del Sur, los fabricantes de sistemas de almacenamiento en baterías se comprometieron con la calidad, lo que llevó a un cierre del gobierno de cientos de sistemas de baterías públicas que se incendiaron espontáneamente. El problema fue informado por los medios de comunicación coreanos como sistemas de gestión de batería defectuosos.

A pesar de los contratiempos, los ambiciosos niveles de integración de las energías renovables en muchos de estos países, sin embargo, requerirán enormes cantidades de almacenamiento de energía para poder seguir avanzando.

Foto cortesía de Freepik

Representantes del Ministerio de Industria y de un grupo de empresas españolas asistieron ayer miércoles en Berlín a la primera reunión de coordinación para la definición de un nuevo Proyecto Importante de Interés Común Europeo (IPCEI, por sus siglas en inglés) de Baterías liderado por Alemania.

Este IPCEI se enmarca en la iniciativa Alianza Europea de las Baterías (EBA), impulsada por la Comisión Europea y de la que España forma parte activa desde su creación. Los proyectos IPCEI permiten a los participantes interactuar bajo una dinámica de partenariado y su objetivo fundamental es anclar en Europa las industrias vinculadas a las cadenas de valor del futuro.

El proceso de selección de las empresas se inició a primeros de este mes con el lanzamiento de un aviso público de manifestación de interés (Call of interest), al que respondieron compañías con proyectos innovadores en la cadena de valor vinculada a las baterías eléctricas, desde la producción de materias primas hasta los procesos industriales de reciclaje.

Los representantes explicaron en Berlín sus proyectos de I+D+i al resto de empresas europeas -procedentes de doce países-, comenzando así los trabajos de definición de un proyecto tecnológico europeo que permita a la industria europea dominar todos los aspectos de la cadena de valor de las baterías.

Las empresas seguirán en contacto en las próximas semanas y deberán finalmente decidir sobre su participación en el consorcio y el alcance de sus proyectos. Se espera que el trabajo se extienda hasta el próximo mes de septiembre.

Las profundas reducciones de costes de las tecnologías eólica, solar y de baterías darán como resultado que para 2050 la mitad de la energía necesaria para la red provendrá de estas dos fuentes de energía renovable de rápido crecimiento, según las últimas proyecciones de BloombergNEF (BNEF). En su New Energy Outlook 2019 (NEO), BNEF considera que estas tecnologías garantizan que, al menos hasta 2030, el sector energético contribuirá a evitar que las temperaturas globales aumenten más de 2 ºC.

Cada año, NEO compara los costes de tecnologías energéticas competitivas a través de un análisis del coste nivelado de de energía. Este año, el informe encuentra que, en aproximadamente dos tercios del mundo, eólica o solar representan ahora la opción más barata para agregar nueva capacidad de generación de energía.

Se espera que la demanda de electricidad aumente en un 62%, lo que resultará en una capacidad de generación global que casi se triplicará entre 2018 y 2050. Esto atraerá 13.300 b$ en nuevas inversiones, de las cuales la energía eólica se llevará 5.300 b$ y la solar 4.200 b$. Además del gasto en nuevas centrales eléctricas, 840.000 M$ se destinarán a baterías y 11.400 b$ a la expansión de la red.

NEO comienza analizando las tendencias tecnológicas y los precios de los combustibles. Los resultados muestran que el papel del carbón en el mix energético mundial caerá del 37% actual al 12% para 2050, mientras que el petróleo como fuente de generación de energía está virtualmente eliminado. Eólica y solar crecen desde el 7% de la generación actual hasta el 48% para 2050. Las contribuciones de la energía hidroeléctrica, el gas natural y la energía nuclear se mantienen aproximadamente niveladas en términos porcentuales.

El análisis del sistema energético realizado por BNEF refuerza un mensaje clave de New Energy Outlook anteriores: que los módulos solares fotovoltaicos, los aerogeneradores y las baterías de iones de litio continuarán en curvas agresivas de reducción de costes, del 28%, 14% y 18% respectivamente por cada duplicación de la potencia global instalada. Para 2030, la energía generada o almacenada y despachada por estas tres tecnologías reducirá la electricidad generada por las plantas de carbón y gas existentes en casi todas partes.

El crecimiento proyectado de las energías renovables hasta 2030 indica que muchas naciones pueden seguir un camino para la próxima década y media que sea compatible con mantener el aumento de las temperaturas mundiales en 2 ºC o menos. Y pueden hacerlo sin introducir subsidios directos adicionales para las tecnologías existentes, como la solar y la eólica.

Los días en que se necesitan apoyos directos como por ejemplo tarifas de alimentación están llegando a su fin. Aún así, para lograr este nivel de transición y descarbonización, se requerirán otros cambios políticos, a saber, la reforma de los mercados energéticos para garantizar que eólica, solar y baterías sean remuneradas adecuadamente por sus contribuciones a la red. NEO es fundamentalmente independiente de las políticas, pero asume que los mercados operan de manera racional y justa para permitir que ganen los proveedores que ofrezcan menores costes.

Europa descarbonizará su red más rápido, con el 92% de su electricidad suministrada por fuentes renovables en 2050. Las principales economías de Europa Occidental en particular ya están en una trayectoria para descarbonizaser significativamente gracias a la fijación de precios del carbono y al fuerte apoyo político. EE.UU., con su abundancia de gas natural de bajo precio, y China, con su moderna flota de plantas de carbón, le siguen a un ritmo más lento.

China considera que sus emisiones del sector eléctrico aumentarán en 2026, y luego caerán más de la mitad en los siguientes 20 años. La demanda de electricidad de Asia se duplicará con creces hasta 2050. Con 5.800 b$, toda la región de Asia Pacífico representará casi la mitad de todo el capital nuevo que se gastará a nivel mundial para satisfacer esa creciente demanda. China e India juntas son una oportunidad de inversión de 4.300 b$. EE.UU. verán cómo se inviertan 1.100 b$ en nueva capacidad energética, con las energías renovables doblando su participación en la generación, hasta el 43% en 2050.

Las perspectivas para las emisiones globales y el aumento de la temperatura en 2 ºC o menos es mixta, según el NEO de este año. Por un lado, el conjunto de energía solar, eólica y baterías pondrá al mundo en una ruta compatible con estos objetivos al menos hasta 2030. Por otro lado, se necesitará hacer mucho más allá de esa fecha para mantener al mundo en ese camino de 2 ºC.

Una de las razones es que eólica y solar serán capaces de alcanzar el 80% del mix de generación eléctrica en varios países para mediados de siglo, con la ayuda de las baterías, pero ir más allá será difícil y requerirá que otras tecnologías hagan su parte, entre ellas: energía nuclear, biogás a energía, hidrógeno verde a energía y captura y almacenamiento de carbono.

El análisis de BNEF sugiere que los gobiernos deben hacer dos cosas separadas: una es garantizar que sus mercados sean amigables con la expansión de las energías eólica, solar y de las baterías ,de bajo coste; y el otro es respaldar la investigación y el despliegue temprano de estas otras tecnologías para que puedan aprovecharse a escala a partir de la década de 2030 en adelante.

En NEO 2019, BNEF por primera vez considera el 100% de la electrificación del transporte por carretera y la calefacción de edificios residenciales, lo que lleva a una expansión significativa del papel de la generación de energía.

Bajo esta proyección, la demanda global de electricidad crecería en un cuarto en comparación con un futuro en el que el transporte por carretera y el calor residencial solo se electrificarían en la medida prevista en el escenario principal de NEO. La capacidad de generación total en 2050 tendría que ser tres veces el tamaño de la que está instalado actualmente. En general, la electrificación del calor y el transporte reduciría las emisiones en toda la economía, ahorrando 126 GtCO2 entre 2018 y 2050.

Hoy en día, el automóvil promedio funciona con combustibles fósiles, pero la creciente presión por la acción climática, la caída de costes de las baterías y la preocupación por la contaminación del aire en las ciudades, ha dado vida al vehículo eléctrico, otrora caro y desatendido. Muchos de los nuevos vehículos eléctricos ya superan las capacidades en la carretera de sus contrapartes propulsados por combustibles fósiles, y los planificadores energéticos están buscando llevar la innovación al garaje: el 95% del tiempo de un automóvil se gasta estacionado. El resultado es que, con una planificación cuidadosa y la infraestructura adecuada, los vehículos eléctricos estacionados y conectados podrían ser los bancos de baterías del futuro, estabilizando las redes eléctricas que funcionan con energía eólica y solar.

Los vehículos eléctricos a escala pueden crear una gran capacidad de almacenamiento de electricidad, pero si todos cargan sus vehículos eléctricos simultáneamente en la mañana o en la noche, las redes eléctricas pueden estresarse. El momento en que se realiza la recarga es, por lo tanto, crítico. La recarga inteligente, que carga vehículos y apoya a la red, desbloquea un círculo virtuoso en el que la energía renovable hace que el transporte sea más limpio y los vehículos eléctricos permiten una mayor participación de las fuentes renovables“, dice Dolf Gielen, Director del Centro de Innovación y Tecnología de IRENA.

Mirando ejemplos reales, un nuevo informe de IRENA, Innovation Outlook: smart charging for electric vehicles, guía a los países sobre cómo explotar el potencial de la complementariedad entre la electricidad renovable y los vehículos eléctricos. Proporciona una guía para los formuladores de políticas sobre la implementación de una estrategia de transición energética que saque el máximo provecho de los vehículos eléctricos.

Implementación inteligente

La recarga inteligente significa adaptar el ciclo de recarga de los vehículos eléctricos tanto a las condiciones del sistema energético, como a las necesidades de los usuarios. Al disminuir el estrés que produce en la red la recarga de vehículos eléctricos, la recarga inteligente puede hacer que los sistemas eléctricos sean más flexibles para la integración de renovables, y proporciona una opción de electricidad baja en carbono para abordar el sector del transporte, al mismo tiempo que satisface las necesidades de movilidad.

La rápida adopción del vehículo eléctrico en todo el mundo significa que la recarga inteligente podría ahorrar miles de millones de dólares en inversiones en la red, necesarias para soportar las cargas que suponen los vehículos eléctricos de manera controlada. Por ejemplo, el operador del sistema de distribución en Hamburgo, Stromnetz Hamburg, está probando un sistema de recarga inteligente que utiliza tecnologías digitales que controlan la recarga de vehículos según los sistemas y los requisitos de los clientes. Cuando se implemente completamente, reducirá la necesidad de inversiones en la red en la ciudad debido a la recarga de vehículos eléctricos en un 90%.

El análisis de IRENA indica que si la mayoría de los vehículos de pasajeros vendidos de 2040 en adelante serán eléctricos, más de 1.000 millones de vehículos eléctricos podrían estar en la carretera en 2050, en comparación con los 6 millones actuales, eclipsando la capacidad de las baterías estacionarias. Las proyecciones sugieren que en 2050, podrían estar disponibles alrededor de 14 TWh de baterías de vehículos eléctricos para proporcionar servicios de red, en comparación con solo 9 TWh de baterías estacionarias.

La implementación de sistemas de recarga inteligente varía de lo más básico a lo más avanzado. Los enfoques más simples alientan a los consumidores a diferir su recarga de los períodos de mayor a menor demanda. Los enfoques más avanzados, que utilizan tecnología digital, como los mecanismos de control directo, pueden ser útiles en el futuro para el sistema eléctrico al proporcionar balance de energía casi en tiempo real y servicios auxiliares.

Formas avanzadas de recarga inteligente

Un enfoque avanzado de recarga inteligente, llamado Vehículo a la red (V2G), permite que los vehículos eléctricos no solo extraigan la electricidad de la red, sino que también la inyecten. La tecnología V2G puede crear un caso de negocios para los propietarios de vehículos eléctricos, a través de agregadores, para proporcionar servicios auxiliares a la red. Sin embargo, para ser atractiva para los propietarios de vehículos eléctricos, la recarga inteligente debe satisfacer las necesidades de movilidad, lo que significa que los vehículos se deben cargar cuando sea necesario, al coste más bajo, y los propietarios posiblemente deberían recibir una remuneración por prestar servicios a la red. Los instrumentos políticos, como los descuentos para la instalación de puntos de recarga inteligente y las tarifas de tiempo de uso, pueden incentivar un amplio despliegue de la recarga inteligente.

Hemos visto probar esto en Reino Unido, Holanda y Dinamarca. Por ejemplo, desde 2016, Nissan, Enel y Nuvve se han asociado y trabajan en una solución de gestión energética que permite a los propietarios de vehículos y usuarios de energía operar como centros de energía individuales. Sus dos proyectos piloto en Dinamarca y Reino Unido han permitido a los propietarios de vehículos eléctricos Nissan ganar dinero inyectando energía a la red a través de los cargadores bidireccionales de Enel.

¿Solución perfecta?

Si bien los vehículos eléctricos tienen mucho que ofrecer para acelerar el despliegue de la energía renovable variable, su aceptación también presenta desafíos técnicos que deben superarse.

El análisis de IRENA sugiere que la recarga no controlada y simultánea de vehículos eléctricos podría aumentar significativamente la congestión en los sistemas energéticos y la carga máxima. Esto se traduce en limitaciones para aumentar la proporción de energía solar fotovoltaica y eólica en los sistemas energéticos, y la necesidad de costes adicionales de inversión en infraestructura eléctrica en forma de reemplazo y cables adicionales, transformadores, interruptores, etc., respectivamente.

Un aumento en la conducción autónoma y de la “movilidad como servicio”, es decir, las innovaciones para compartir coche o aquellas que permitirían a vehículo transportar a personas diferentes al propietario éste no lo esté usando, podrían reducir la potencial disponibilidad de vehículos eléctricos conectados a la red y funcionando como estabilizadores de la misma, ya que las baterías se conectarían y estarían disponibles para la red con menos frecuencia.

Impacto de la recarga según el tipo

También ha quedado claro que las recargas rápida y ultrarrápida son una prioridad para el sector de la movilidad, sin embargo, la recarga lenta es más adecuada para la recarga inteligente, ya que las baterías están conectadas y disponibles en la red durante más tiempo. Para la recarga lenta, es fundamental la ubicación de la infraestructura de recarga en el hogar y en el lugar de trabajo, un aspecto a considerar durante la planificación de la infraestructura. Las recargas rápida y ultrarrápida puede aumentar la tensión de demanda máxima en las redes locales. Las soluciones como el intercambio de baterías, las estaciones de recarga con almacenamiento en búfer y la recarga nocturna pueden ser necesarias, en combinación con las recargas rápida y ultrarrápida, para evitar grandes inversiones en infraestructura.

Sistema de conversión de potencia de Ingeteam para un proyecto piloto en Dubái, el primer sistema de almacenamiento de energía en EAU acoplado a una planta fotovoltaica a gran escala / Ingeteam's power conversion system (PCS) for a pilot project in Dubai, the first energy storage system paired with a PV plant at a grid-scale level in the UAE. Foto cortesía de /Photo courtesy of: Ingeteam

En un informe publicado recientemente, Wood Mackenzie pronostica que en los próximos cinco años se reducirá considerablemente el LCOE de los proyectos que combinan almacenamiento y solar para los segmentos comercial e industrial (C&I) y de proyectos a gran escala. Dado que la resistencia de la red y la intermitencia de las energías renovables continúan siendo un desafío en los mercados energéticos de la región de Asia-Pacífico, la combinación de energía solar y almacenamiento podría abordar estos problemas, especialmente a medida que los costes de las baterías y de la energía solar continúan disminuyendo.

De acuerdo con Wood Mackenzie, el LCOE de los proyectos a gran escala sin subsidios para un sistema de almacenamiento y energía solar, con tecnología de litio-ión de 4 horas, tendrá un coste entre un 48% y un 123% mayor que el LCOE de la energía solar en 2019. Esto se reducirá a entre el 39% y el 121% en 2023.

Para entonces, los costes del almacenamiento solar serían competitivos frente a los de las plantas peaking a gas en todos los estados del Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia. El LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala será alrededor de un 23% superior al precio mayorista promedio de la electricidad.

Se espera que solo Tailandia tenga un LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala por debajo del precio mayorista promedio de la electricidad para 2023. Si bien el país no tiene un mercado mayorista de electricidad, tomando como aproximación el precio de la energía industrial, éste es mayor en comparación con otros mercados mayoristas y por tanto muestra una economía competitiva para el almacenamiento solar.

Los subsidios al CAPEX y la remuneración adicional a través de diferentes formas de certificados renovables serán cruciales para que los proyectos se lleven a cabo.

En general, Wood Mackenzie espera que el LCOE promedio del almacenamiento solar en la región Asia-Pacífico disminuya un 23% de 133 $/MWh este año a 101 $/MWh en 2023.

En el segmento C&I, la prima del almacenamiento sobre el LCOE solar está entre 56% y 204% este año, mientras que en 2023, se reducirá a entre el 47% y el 167%. La razón de esta amplia gama de LCOE es que hay algunos mercados maduros en los que el coste de la energía solar es extremadamente competitivo, mientras que otros no lo son y algunos están en medio. Esto se debe a una combinación de costes de: mano de obra/terrenos/medioambientales/civiles, coste promedio ponderado del capital y métodos de adquisición (licitaciones frente a tarifas de alimentación (FIT)). Además, algunos mercados tienen cadenas de suministro muy bien establecidas con disponibilidad para fabricación de sistemas de almacenamiento. Se espera que el almacenamiento solar no subsidiado en el segmento C&I sea competitivo en Australia, India y Filipinas para 2023.

El mercado residencial también representa una gran oportunidad para el almacenamiento solar. En 2018, con la ayuda de los subsidios del gobierno, la zona australiana de Nueva Gales del Sur registró un ahorro del 76% en las facturas de electricidad anuales a través de instalaciones de almacenamiento solar. Otro atractivo mercado residencial para el almacenamiento solar es Japón. La tarifa de inyección para 600 MW de proyectos solares está a punto de expirar este año. A medida que se prevé que los precios de la energía aumenten, la incorporación de almacenamiento brinda una oportunidad para que los consumidores domésticos eviten los altos precios residenciales.

CIC energiGUNE, centro de investigación referente en Europa en el ámbito del almacenamiento de energía electroquímico y térmico, organiza este jueves 9 de mayo el primer taller del proyecto europeo IMAGE para elaborar la hoja de ruta de las tecnologías para la fabricación de baterías de estado sólido en el que participarán una veintena de investigadores.

El taller tendrá lugar en las instalaciones del CIC energiGUNE en el Parque Tecnológico de Álava y el objetivo fundamental será generar la primera versión de la hoja de ruta tecnológica de las baterías de estado sólido para lo que los asistentes identifiquen los agentes clave del sector, así como los retos científicos y tecnológicos que hay que superar para desarrollar la industria europea de fabricación de baterías de estado sólido que podrán utilizarse en el vehículo eléctrico del futuro y en sistemas de almacenamiento estacionario, como en edificios residenciales o plantas de energías renovables.

Además de acoger el taller práctico sobre tecnologías de almacenamiento, -aspecto que es liderado por CIC energiGUNE dentro del proyecto IMAGE-, las instalaciones de Miñano serán también escenario de la reunión de seguimiento del proyecto, en el que participan 13 entidades europeas, además del Centro vasco: AVL List GmbH, de Austria (coordinador del proyecto), Vrije Universiteit Brussel (Bélgica), BMW Group (Alemania), VARTA Microbattery (Alemania), Umicore (Bélgica), Arkema (Francia), Hydro-Quebec (Canadá), Cidetec (España), RWTH Aachen (Alemania), TU Graz (Austria), VARTA Storage (Alemania) y MANZ (Italia).

Las actividades de los trece socios del proyecto permiten que toda la cadena de valor esté íntegramente cubierta, desde proveedores de materiales, pasando por fabricantes, suministradores de equipos y vendedores de producto. Asimismo, tienen capacidad para atender dos segmentos de mercado: la automoción y el estacionario.

Proyecto europeo IMAGE

El objetivo del proyecto de investigación IMAGE (Rutas de fabricación innovadoras para la nueva generación de baterías en Europa), financiado por la Comisión Europea a través del programa Horizonte 2020, es desarrollar la tecnología que permita fabricar baterías en estado sólido en Europa para sustituir las actuales de litio basado en electrolito líquido.

El proyecto IMAGE tiene como horizonte el impulso de la industria europea de las baterías de litio del futuro y su posicionamiento como agente motor en el desarrollo y la fabricación de materiales avanzados y en la próxima generación de celdas Li-Ion. En este sentido, IMAGE se centra en el litio como ánodo, combinándolo con conceptos sólidos y estudiando su ensamblaje y posibilidades de fabricación. De esta manera, los diseños de celdas resultantes permitirán avanzar hacia baterías de alta densidad energética con mejores prestaciones técnicas y mayor control de la seguridad.

El trabajo desarrollado en el proyecto IMAGE permitirá, en definitiva, atender las especificaciones y requerimientos de las baterías del vehículo eléctrico (BEV) y de almacenamiento de energía (BESS), lo que se traducirá en la obtención de prototipos orientados hacia la producción industrial. De hecho, se espera que el trabajo abra el camino hacia costes más bajos y un incremento de la energía específica superior a 300 Wh/kg.

Innolith AG, líder mundial en tecnología de baterías inorgánicas recargables, ha anunciado que está desarrollando la primera batería recargable de 1.000 Wh/kg del mundo. En desarrollo en el laboratorio alemán de la compañía, la nueva batería Innolith Energy Battery sería capaz de impulsar un vehículo eléctrico durante más de 1.000 km con una sola carga. La nueva batería Innolith también reducirá radicalmente los costes debido a que evita el empleo de materiales exóticos y caros en combinación con una muy alta densidad energética.

Además de su autonomía y sus ventajas de costes, la batería Innolith será la primera batería de litio no inflamable para uso en vehículos eléctricos. Esta batería utiliza un electrolito inorgánico no inflamable, a diferencia de las baterías convencionales para vehículos eléctricos, que usan un electrolito orgánico inflamable. El cambio a baterías no inflamables elimina la causa principal de incendios de las baterías que han aquejado a los fabricantes de vehículos eléctricos.

Innolith lanzará esta batería al mercado a través de una producción piloto inicial en Alemania, seguida de acuerdos de licencia con las principales compañías automotrices y de baterías. Se anticipa que el desarrollo y la comercialización de esta batería de Innolith llevará entre tres y cinco años.

Innolith ha utilizado un enfoque innovador en la química de su batería para generar una alta densidad de energía en cada celda. Los materiales de reacción de conversión ofrecen una nueva y prometedora ruta a las celdas de batería de alta densidad energética a medida que superan el bajo rendimiento de los materiales tradicionales basados en intercalación. Este nuevo enfoque permitirá a las baterías alcanzar valores de contenido energético a nivel de celda que nunca antes han sido posibles.

Este nuevo avance ha sido posible gracias a años de investigación dedicada a todos los aspectos de los electrolitos inorgánicos y su aplicación a las baterías recargables“, comenta el presidente de Innolith, Alan Greenshields. “En pocas palabras, la experiencia adquirida en cómo construir baterías de alta potencia con una robustez y vida útil excepcionales ha demostrado ser la base correcta para construir productos de alta energía también. La ausencia de materiales orgánicos, un aspecto clave de la tecnología de baterías de Innolith, elimina la fuente crítica de riesgo de seguridad e inestabilidad química de las baterías de alta energía“.

Innolith tiene pendiente de patente las invenciones clave de la Energy Battery y mantiene la confidencialidad comercial sobre el mecanismo de la química celular. Bajo todos los acuerdos de licencia para esta batería, Innolith mantendrá el control de todo el suministro de químicos especializados para proteger su propiedad intelectual.

Innolith ya ha demostrado el carácter innovador de las baterías recargables inorgánicas, no inflamables, con su primer producto, una batería eléctrica para almacenamiento en red que se utiliza hoy en día en la red de PJM en EE.UU. para proporcionar servicios rápidos de regulación de frecuencia. Se ha comprobado que la química utilizada en esta batería funciona con más de 55.000 ciclos de descarga de profundidad completa, que es entre 10 y 100 veces el número máximo de ciclos de las baterías de ion-litio existentes en uso hoy en día.

Se prevé que el mercado mundial de almacenamiento de energía en baterías crezca hasta 13.130 M$ para 2023. Las regiones Asia-Pacífico (APAC) y EMEA serán los mercados dominantes para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías durante el período de pronóstico 2019-2023, según GlobalData. El último informe de la compañía, “Battery Energy Storage Market, Update 2019 – Global Market Size, Competitive Landscape and Key Country Analysis to 2023” revela que la caída de precios de la tecnología y el aumento del ritmo de desarrollo del mercado energético son los principales factores que impulsan el mercado de almacenamiento de energía en baterías.

La región APAC continuará siendo el mercado más grande, alcanzando 6.050 M$ en 2023, ya que los países están incrementando las inversiones para mejorar su infraestructura de red y mejorar la estructura del mercado para atraer inversiones extranjeras. Con respecto a la tecnología, la de ion de litio es y seguirá siendo la tecnología preferida para el despliegue del mercado.

EE.UU. ha sido el mayor mercado para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías, tanto en términos de capacidad instalada acumulada como por valor de mercado de los proyectos instalados hasta 2018 y es probable que continúe liderando el mercado a nivel de país. Se estima que el mercado de almacenamiento de energía en baterías de EE.UU. alcanzará los 2.960 >M$ en 2023, lo que representa el 23% del mercado global.

En 2018 la región APAC fue el mayor mercado para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías y representó el 45% de la capacidad instalada en el mercado mundial, y se espera que la región mantenga su posición dominante en el período previsto. Debido a que la cantidad de plantas de generación de electricidad renovable conectadas a la red aumenta enormemente, países como China, India, Japón, Corea del Sur y Filipinas se centrarán en la regulación de frecuencia en la red eléctrica para normalizar la variación de la generación de energía a partir de fuentes renovables.

El mercado de almacenamiento de energía en baterías de la región EMEA registró un valor de mercado de aproximadamente 1.730 M$ en 2018 y representó el 26% del mercado global. La región tiene una fuerte demanda de flexibilidad, debido a los avances tecnológicos, la evolución de las condiciones del mercado, las sólidas instalaciones de investigación y las políticas de apoyo. Oriente Medio y África son mercados pequeños con una demanda de almacenamiento que se espera que aumente una vez que la generación de energía renovable gane una tracción significativa en el mercado.

El mercado de almacenamiento de energía en baterías en América registró un valor de mercado de aproximadamente 1.970 M$, representando el 28%, en 2018. El mercado de almacenamiento de energía en baterías en la región está creciendo, gracias a que países como EE.UU., Chile, Canadá y Brasil promueven las instalaciones de almacenamiento en baterías a través de diferentes segmentos de consumidores. Algunos estados de EE.UU. tienen programas de incentivos sólidos, especialmente California, que adoptó un objetivo ambicioso para el almacenamiento de energía de 1,3 GW para 2020, que ya ha superado, estando pendiente de aprobación un nuevo objetivo.

Con los países promoviendo agresivamente la modernización de las redes y desarrollando su capacidad para manejar las demandas presentes y futuras, las baterías se están implementando para respaldar las redes inteligentes, integrar las energías renovables, crear mercados de electricidad adaptativos, proporcionar servicios auxiliares y mejorar la resistencia del sistema y la autosuficiencia energética. En esta situación de mercado, se prevé que el mercado de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías, que se estima en 4,9 GW en 2018, alcance los 22,2 GW para 2023.

Las condiciones del mercado están mejorando y más empresas se están moviendo hacia una generación descentralizada, lo que lleva a un aumento en el despliegue in situ de energías renovables y baterías; como en micro o minirredes. Las políticas de apoyo y los altos precios de la electricidad también están empujando al mercado hacia las energías renovables y/o el almacenamiento junto con energías renovables a nivel del consumidor final.

A medida que el sector eléctrico evolucione para adaptarse a las nuevas tecnologías y se adapte a las diferentes tendencias del mercado, el almacenamiento de energía jugará un papel central en la transición y transformación del sector eléctrico.

Saft ha ganado un pedido importante de MRS Logística, una importante compañía en el sector logístico de Brasil, para suministrar sistemas embarcados de baterías SRX. Los sistemas de batería de 64 V se basan en las celdas SRX190 FR-PP o SRX1900P de Saft y ofrecen una capacidad de 190 Ah durante cinco horas. Proporcionarán un arranque confiable de motores para una flota de locomotoras diésel-eléctricas que operan servicios de transporte. Los sistemas de baterías de tecnología de níquel de bajo mantenimiento se están instalando en 58 locomotoras tipo C36 fabricadas por GE Transportation para MRS Logística.

La industria ferroviaria de Brasil es un área de crecimiento importante para Saft y este importante pedido representa un avance significativo en el sector de las locomotoras“, dijo Milan Sima, Gerente General de Ferrocarriles y Movilidad de Saft. “El historial demostrado por nuestros sistemas de baterías SRX en proyectos ferroviarios anteriores en todo el mundo, fue el factor clave para ganar este pedido para MRS Logística“.

Brasil es la quinta nación más grande del mundo y ocupa un área de alrededor de 8,5 millones de kilómetros cuadrados. El tamaño del país significa que el transporte de materias primas y bienes es vital para su economía. Sin embargo, según las estimaciones, poco más del 20% de la carga total de Brasil se transporta por ferrocarril, mientras que el 63% viaja por carretera. El gobierno federal ha decidido que, debido a los altos costes y el potencial de retrasos, el país debe poner fin a su dependencia económica en el transporte por carretera y realizar una transición amplia hacia el transporte ferroviario. Su objetivo es lograr un aumento del 100% en la capacidad ferroviaria en los próximos cuatro años.

MRS Logística controla, opera y monitorea la Red de Ferrocarriles del Sureste Federal que interconecta los estados de Río de Janeiro, Minas Gerais y São Paulo. Cubre una región que aporta aproximadamente el 55% del producto interno bruto de Brasil. La transición al transporte ferroviario ha llevado a MRS Logística a realizar una gran inversión en una nueva flota y en la actualización de sus locomotoras de ancho de vía. Considera que el arranque fiable del motor es crítico para garantizar sus servicios, por lo que ha especificado los sistemas de batería Saft SRX para proporcionar energía de arranque embarcado, así como la energía de respaldo para soportar sistemas eléctricos críticos.

Además de su rendimiento, los otros beneficios del diseño de la batería SRX son sus bajos requisitos de mantenimiento, con largos períodos de tiempo entre la recarga de agua y una larga vida útil. Para una recarga rápida y eficiente, los sistemas están equipados con un sistema de llenado de agua centralizado (WFS). También ofrece un alto nivel de seguridad que reduce el riesgo de que una locomotora se quede parada debido a un fallo de la batería.

Las baterías SRX de Saft están diseñadas y fabricadas en la fábrica de Burdeos de Saft en Francia. Las entregas han comenzado y están programadas hasta el final del primer trimestre de 2019.

ABB y Rolls-Royce han anunciado una colaboración global en tecnología de microrredes y automatización avanzada. Juntas, ambas compañías van a ofrecer una innovadora solución de microrredes de bajo consumo para empresas de servicios públicos, entidades comerciales e industriales. Una microrred es una red eléctrica a pequeña escala que combina energía procedente de fuentes de generación de energía distribuida, por ejemplo, centrales de cogeneración, grupos electrógenos alimentados con diésel y gas, y fuentes renovables con baterías. La microrred ofrece un control general para coordinar estos recursos a fin de cubrir las necesidades de carga industrial, residencial o de consumo. Las microrredes pueden funcionar tanto conectadas a la red eléctrica principal o sin estar conectadas a ella. La capacidad de las microrredes de separarse perfectamente de la red principal, en caso de una posible emergencia o fallo en la red, es una función cada vez más importante.

Una fuente de alimentación fiable, incluso en condiciones meteorológicas adversas o momentos de máximo consumo, es básica para el crecimiento económico. La integración de energías renovables supone una solución sostenible para apoyar un suministro ininterrumpido y, al mismo tiempo, fomentar el uso de energías limpias. Las soluciones de microrredes favorecen a las empresas de servicios públicos, las industrias y los espacios comerciales que buscan una fuente de alimentación fiable así como una reducción de costes y de emisiones de carbono. Las microrredes facilitan una fuente de alimentación sólida, incluso cuando hay una fuerte presencia de fuentes intermitentes de energías renovables, como la eólica y la solar. La automatización digital y los sistemas de control coordinan de forma inteligente las cargas y los recursos de energía distribuida para que la microrred funcione con eficacia.

Rolls-Royce ofrece las soluciones de generación de energía de la marca MTU Onsite Energy: desde energía primaria, de reserva y continua, a la cogeneración, y microrredes. “Debido a la transformación para lograr la descarbonización, los clientes necesitan buscar opciones de energía sostenible que, además, aporten máxima rentabilidad. Para ello, nos basamos principalmente en las microrredes, sistemas autónomos de suministro de energía que son eficientes, fiables y respetuosos con el medio ambiente“, afirma Andreas Schell, CEO de Rolls-Royce Power Systems. “La combinación de nuestras soluciones de control y nuestra tecnología integrada de grupos electrógenos diésel y gas MTU, con la capacidad de control, servicio remoto y solución modular de microrredes de ABB, va a ofrecer a los clientes la fusión de los puntos fuertes de dos líderes internacionales en el ámbito de la tecnología“.

ABB Ability™ e-mesh™ puede garantizar una red eléctrica estable, incluso si hay una alta proporción de energía renovable procedente de varias fuentes, que funciona perfectamente con motores de gas o diésel ya instalados“, afirmó Massimo Danieli, responsable de la línea de negocio de automatización de redes de ABB, parte del negocio Power Grids de la empresa. “ABB cuenta con un gran número de instalaciones de microrredes a nivel internacional y, gracias a nuestra colaboración con Rolls-Royce Power Systems, vamos a fomentar aún más el creciente interés por las soluciones de microrredes en el mundo“.

La solución ABB Ability™ e-mesh™ va a ofrecer a los propietarios de activos de generación eléctrica una visión unificada e integrada verticalmente de sus recursos de energía distribuida y generación eléctrica renovable, con una rápida implantación y una reducción de los costes de funcionamiento. Operaciones en la nube, optimización de recintos y flotas, previsiones meteorológicas y de carga, y algoritmos de aprendizaje automático ofrecen información ilimitada para tomar decisiones, por ejemplo, saber dónde incrementar la inversión en mantenimiento o cómo aumentar los canales de ingresos para manejar los activos de forma más rentable.

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